El Ministerio de Minas y Energía, liderado por Edwin Palma, ha propuesto una estrategia ambiciosa para reducir las tarifas de gas natural en Colombia mediante contratos de importación a largo plazo de entre tres y cinco años. Esta iniciativa busca aliviar el impacto económico en los hogares y garantizar la estabilidad del suministro en un contexto de déficit de gas y reservas menguantes.

Una respuesta al déficit y al alza de tarifas

Colombia enfrenta un faltante de gas natural estimado en 7,6% por la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), consecuencia de una menor producción local y una exploración limitada, en parte derivada de la transición energética impulsada por el gobierno de Gustavo Petro. Las reservas de gas del país cayeron un 15,76% en 2023, situándose en 2.373 giga pies cúbicos, equivalentes a solo 6,1 años de consumo. Este panorama ha llevado a incrementos tarifarios de hasta 30% en algunas regiones a inicios de 2024, generando preocupación entre los consumidores.

“Esos incrementos tienen que revertirse. Queremos un sistema donde ganen las empresas, el país y, sobre todo, los usuarios que pagan sus facturas”, afirmó Palma durante un evento clave del sector hidrocarburos. El ministro destacó que el gobierno trabaja con Naturgas y la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) para ajustar el marco regulatorio y viabilizar la importación de gas a largo plazo, una medida que podría estabilizar los precios y mejorar la competitividad del mercado.

Infraestructura y coordinación como pilares

La estrategia incluye fortalecer la infraestructura para importar gas de manera eficiente. Actualmente, se analizan ocho propuestas de proyectos, tres de ellas lideradas por Ecopetrol: una en el puerto de Coveñas con Cenit, otra utilizando la infraestructura de Ballenas y una tercera para importar gas desde Buenaventura a partir de 2026. Estas iniciativas buscan garantizar un suministro continuo, especialmente ante las proyecciones de Naturgas, que estiman un déficit de 190 millones de pies cúbicos de gas para 2026.

Ecopetrol también ha anunciado planes para comercializar gas en 2025 y 2026. En junio ofrecerá 51 Gbtud de campos en el Piedemonte Llanero, disponibles desde diciembre de 2025. En julio, iniciará la comercialización de 60 Gbtud de gas importado a través de la regasificadora del Pacífico, con entrega en el segundo trimestre de 2026. Además, para finales de 2025, comenzará a comercializar hasta 135 Gbtud de proyectos costa afuera. Estas acciones reflejan un esfuerzo por diversificar las fuentes de suministro y mitigar el déficit proyectado hasta 2028.

Impacto esperado y retos pendientes

La propuesta de contratos a largo plazo responde a una prioridad del gobierno: modernizar el sistema energético y hacerlo más accesible para los usuarios finales. Según Palma, la clave está en una articulación robusta entre el Ministerio, entes reguladores, empresas y gremios. “Estamos abiertos a propuestas que nos permitan construir un mejor sistema tarifario”, aseguró, subrayando la necesidad de un diálogo continuo con el sector privado.

La iniciativa también se alinea con la visión de Petro de dinamizar la demanda de gas importado para reducir costos, pero enfrenta desafíos logísticos y regulatorios. La viabilidad de los proyectos de infraestructura, la estabilidad de los precios internacionales del gas y la capacidad de ejecutar los contratos sin generar dependencia externa serán determinantes. Además, la transición energética plantea un equilibrio delicado: importar gas para cubrir necesidades inmediatas mientras se avanza hacia fuentes renovables.